内桥接线（共5篇）
内桥接线 篇1
近年来, 随着国民经济的快速发展, 电网规模在日益扩大, 安全稳定运行的要求也在不断提高, 在中低电网中可选择两路电源供电, 当其中一电源出现故障不能正常供电时自动投母联断路器继续供电的方式, 提高供电可靠性。作为自动装置的微机型备用电源自动投入装置得到了广泛的应用, 其动作可靠性和适应性要求也越来越高。由于变电站主接线和运行方式灵活多变, 目前微机型备自投装置所具备的功能日趋完善, 但与其他保护配合起来仍然会出现不少问题, 特别是在内桥接线变电站表现的比较突出。
按照桥接断路器的位置分为内桥式和外桥式, 桥接断路器设置在变压器侧的称为内桥式接线。优点是桥形接线对于主变运行较为灵活, 检修任一台断路器均不会导致主变停电, 特别适用于单台主变不能带全部负荷的情况。使用的断路器等设备最少, 与单母线分段式比较, 节省了两台主变压器高压侧断路器, 减少投资, 比较经济。汉中供电局110KV中心变电站采用了内桥式接线, 其完善的接线清晰简单, 如图1所示, DL1、DL2即是进线开关又是主变高压侧开关, 在节省断路器减少投资的同时会使保护二次接线较复杂, 保护及自动化装置间的整定配合要求更高, 可靠性降低。
内桥式接线变电站备自投装置动作逻辑应用存在的问题, 该站配备有110kv线路保护、主变保护、110kv备自投、10kv备自投等装置。桥备自投的两种方式逻辑相同, 为方便在此只对1号主变侧进行分析。 (1) 当手动断开工作电源、断路器偷跳或线路故障保护动作将DL1断路器跳开时, 都会使110KV I母失压启动110kv备自投, 造成110kv备自投误动作, 误投DL3桥断路器, 如线路I重合闸时间小于110kv备自投重合断路器时间, 线路保护重合闸将合上DL1断路器, 造成110kv线路合环运行的情况; (2) 另外当1号主变保护动作跳开DL1断路器时, 线路I重合闸将被启动, 将DL1断路器合闸, 将电源投入到故障元件上, 扩大事故, 加重设备损坏程度。反之当母线失压备自投动作跳开DL1断路器, 自投DL3桥断路器, 于此同时线路保护检测到DL1断路器跳开后会启动重合闸, 再次将DL1断路器合上, 同样会出现110kv线路合环运行的情况; (3) 对于10kv备自投而言无论什么原因使10KvI母失压, 10kv备自投均会动作, 将DL4断路器跳开后合上DL6断路器, 这就会出现110KV 1DL断路器跳开, 110KV和10KVI母线均失压, 于是110kv备自投动作, 跳开110KV DL1断路器合上DL3桥断路器, 同时10kv备自投也会动作, 并将10KV DL4断路器跳开, 合上DL6断路器, 造成了2号主变带全站10KV负荷, 此次可能因为10KV备自投过负荷联切保护, 误将一部分次要负荷出线跳闸, 从而引起不必要的负荷损失, 而对110kv备自投动作合上DL3桥断路器空投1号主变又毫无意义; (4) 10KV备自投更严重的是10KV母线或10KV出线故障断路器拒动时, 1号主变保护动作跳开DL4断路器, 10KVI母线失压10KV备自投动作合上DL6断路器, 将10KVII母投入故障母线引起2号主变动作, 导致该站10KV母线全部失压的严重后果 (图2) 。
上述内桥备自投存在的问题, 可通过以下二次外部接线解决方案来避免各种装置的误动。从上述情况可看出, 首先主变保护动作时, 必需将线路重合闸和110kv备自投闭锁, 既将主变差动、主变非电量、各后备保护及手分接点并联后分别引至110kv线路保护闭锁重合闸开入和110kv备自投闭锁备投开入, 从而自动退出, 给保护装置放电, 这样就消除了因为主变保护动作引起线路重合闸和110KV备自投的误动作;其次必须将110kv备自投跳闸接点接入线路手分回路 (或接永跳回路) , 以防止线路重合闸;将线路保护动作接点引至备自投装置闭锁备投开入;并将线路重合闸时间的整定小于备自投动作时间值, 以必免断路器偷跳时备自投先于线路重合闸动, 造成备自投误动作;然后在110KV备自投和10KV备自投整定是一定要将时间配合好, 要确保110KV备自投先动作, 10KV备自投后动作, 最好能避开励磁涌流, 如果1号主变故障10KV备自投成功合上DL6断路器, 过负荷联切要能及时跳开一部分次要负荷, 需要注意的是过负荷联切保护的电流取自进线断路器的CT, 而不是母联断路器的CT;最后将主变10KV后备保护动作接点引至10KV备自投闭锁备投开入, 从而避免10KVI母故障或10KV出线故障, 其保护或断路器拒动时, 不会将10KVII母投到故障母线上。
在2009年底, 采用备自投外部闭锁二次接线回路整改后的微机型备自投装置, 在110KV中心变电站完成安装。新装置运行前, 我们模拟现场正常运行方式, 各种故障状态等, 进行了准实模测试。测试结果表明, 几套保护装置配合良好均能正确识别不同运行方式, 动作可靠, 再未出现误动作现象, 实现了预定的目标。
摘要：文章结合汉中供电局110KV中心变电站内桥接线备自投装置的应用, 针对内桥接线存在的运行方式, 兼顾各综合自动化厂家微机备自投的逻辑设计, 对内桥接线方式备自投的外部闭锁条件进行分析, 提出了闭锁开入解决方案, 给供电部门运行和设计提供应用参考。
关键词：内桥接线,备自投,动作逻辑,闭锁备投
参考文献
[1]重庆大学出版社, 电力系统.
[2]南京南瑞继保电气有限公司.RCS-9000备用电源自投保护测控装置技术使用说明.
[3]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编.2000.
内桥接线 篇2
现以我省某110 kV内桥接线变电站线路故障自投不成功为例, 对其自投动作逻辑进行分析探讨。
1 内桥接线的备自投装置
110 kV内桥接线是110 kV终端变电站较普遍的一种接线方式, 已纳入南方电网公司110 kV变电站的典型设计。为保障供电可靠性, 备自投有两种常用工作方式:第一种是一回110 kV线路带两台主变运行, 桥开关在合位, 另一回电源进线备用, 当运行线路故障时, 且满足备自投充电条件, 备自投动作切除故障线路, 合上备用电源线路, 这种方式为电源进线备投;第二种是每回110 kV线路各带一台主变分裂运行, 桥开关在分为, 当其中一回进线故障跳闸时, 且满足备自投充电条件, 备自投动作切除故障线路, 合上桥开关, 这种方式为桥开关备投。
2 备自投逻辑分析
以我省某110 kV内桥接线变电站为例, 该站使用的是RCS-9651C型数字式备用电源自投装置。
(1) 第一种电源进线备投, 如图1。
充电条件:11DL、13D L合位, 12DL分位, 110 kV I母、II母三相均有压, 有备用电源。
放电条件:13DL在分位, 有外部闭锁信号开入, 11DL、12DL及13DL位置信号异常。
动作过程:I母、II母均无压, 工作电源均无流, 有备用电源, 备自投动作, 跳开11DL, 合12D L。
(2) 第二种电源进线备投, 如图2。
充电条件:11DL、12DL合位, 13DL分位, 110 kV I母、II母三相有压。
放电条件:13DL在合位, 有外部闭锁信号开入, 11DL、12DL及13DL位置信号异常, 母线电压不满足要求。
动作过程:I母或II母无压, 备自投动作, 跳开11DL和13DL或12DL和13DL, 合13DL。
3 现场情况分析
结合该变电站线路故障备自投装置拒动分析, 该站110 kV部分电气一次接线方式如图3。
该站当时现场的运行方式为第二种, 即内桥开关备投, 11DL及13DL在合位, 12DL在分位, 进线1带2台主变运行。电压重动及并列装置取13DL位置作为并列条件, 11DL、12DL分别作为1PT、2PT的重动开关, 原理如图4。
为防止PT断线时备自投误动, 取线路电流作为母线失压判据, 线路电压取线路A相电压作为判据。
由于本站为终端负荷变电站, 本站本侧线路均不装设线路保护, 此时进线1故障时, 由于保护方向性问题对端微机保护装置动作, 对端断路器跳闸, 此时本站检测到110 kV I母及II母无压, 电源进线均无流, 备用进线2线路有压, 同时11DL及13DL在合位, 12DL在分位, 因此满足备自投起动条件, 备自投动作跳开11DL, 而后合上12DL, 通过12DL带2台主变。
进线1故障备自投拒动, 备投不成功, 现场工作人员检查备自投二次接线及装置整定值设置;检查备自投压板投切正确, 整定值设置正确, 主变保护不动作, 无外部闭锁信号开入。最后检查发现, 备自投装置线路电压开入量的取值是PT经11DL、12DL重动后的电压。由于三相PT安装于线路侧, 母线上不安装三相PT, 母线电压取PT经11DL、12D L重动后的电压。由于现场线路电压的取值为经11DL、12DL重动后的电压, 当进线2处于备用状态时, 12DL在分位, 备自投装置采不到进线2线路侧电压, 而备自投装置整定值设定控制字要求检查相应的线路电压, 不满足备自投起动条件, 备自投不动作。
4 备自投装置接线改进
规程要求[1]: (1) 应保证在工作电源或设备断开后, 投入备用电源或设备。 (2) 工作电源或设备上的电压, 不论何种原因消失, 除有闭锁信号外, 自动投入装置均应动作。 (3) 自动投入装置应保证只动作1次。检测工作电源是否断开的模拟量为电压量, 为避免电压断线引起装置误动, 常以工作线路有流为闭锁条件。
本站中不应将线路PT经11DL、12DL重动后的电压模拟量开入到备自投装置, 备自投装置线路电压采样应直接取线路PT经11DL、12D L重动前的电压模拟量, 这样当进线2处于备用状态, 12DL在分位时, 备自投装置仍能采到进线2线路电压模拟量, 使得备自投满足充电条件, 保证备自投正确动作。或者在备自投装置控制字设定时, 设定备自投装置可不检线路电压充电条件, 只检测110 kV I母、II母均无压, 进线1、进线2均无流, 即可满足备自投装置充电条件。
5 结语
进线及桥开关备自投方式目前在内桥接线方式的110 kV变电站得到了广泛应用, 可在很大程度上减少负荷的停电概率。备自投装置及其接线的改进主要是为了使装置能自动适应一次设备各种运行方式的变化, 包括进线断路器偷跳、线路故障对侧跳闸等造成的电源失电, 在极短时间内准确地完成电源的自动投入, 提高供电可靠性。
小小的接线偏差可能会使继电保护装置拒动或误动, 造成巨大的损失, 这个事例提醒我们, 一定要提高设计图纸原理的正确性, 加强现场的标准化检验, 加强反事故措施的执行力度。
摘要：备用电源自动投切装置是指当工作电源因故障或失电被断开后, 能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上去从而不至于使用户停电的一种装置。结合110 kV内桥接线变电站实际运行方式, 找出造成失电的各种原因及备自投拒动原因, 兼顾各微机保护厂家备自投的逻辑设计, 以我省某110 kV内桥接线变电站线路故障自投不成功为例进行逻辑分析。
关键词：内桥接线,备自投,桥备自投,进线备自投
参考文献
[1]GB/T14285-2006, 继电保护和安全自动化装置技术规程[S], 2006.
[2]南瑞继保电气有限公司.RCS-9651C数字式备用电源自投装置技术说明书.
内桥接线 篇3
目前,在电网的终端变电站中,扩大内桥接线作为一种可靠性高、经济效益好的电气主接线方式得到广泛应用。桥接线是由1台断路器和2组隔离开关组成连接桥,将两回路变压器—线路组横向连接起来的电气主接线。当桥断路器在2台变压器开关内侧,靠近变压器时为内桥接线。例如,远期工程安装第三台变压器时,该变电站的电气主接线就会有2个内桥,此时的主接线被称为扩大内桥主接线。这种主接线的优缺点是,内桥接线的任一线路出现投入、断开、检修或路障,都不会影响其他回路的正常运行,但当变压器投入、断开、检修或出现故障时,则会影响另一回线路的正常运行。由于变压器运行可靠,而且不需要经常进行投入和退出,因此内桥接线的应用较广泛。
图1所示的电气主接线为扩大内桥变电站的主接线。这种主接线的电气二次回路有几个重点回路,例如电流回路、电压回路和备自投逻辑回路,重点分析这些回路可以让我们在工程设计中充分掌握该类型变电站的二次回路特点。
2 分析电流回路
扩大内桥接线的电流回路主要涉及主变压器保护的差动电流回路的配置问题。高压侧的差动电流回路有2种配置:一种是配置在高压侧开关CT;另一种是配置在主变压器高压侧套管CT。变压器差动保护的范围是构成变压器差动保护电流互感器之间的电气设备以及连接这些设备的导线。差动保护来自开关间隔的电流绕组,能获得较大的保护范围;而来自主变压器的高压侧套管只反映变压器的内部故障,通过启动跳闸继电器,同样可以在故障出现时跳开断路器切除电源。由于差动保护对保护区外故障不会动作,对保护区内故障可以瞬时动作,因此差动保护来自开关间隔的电流绕组时保护范围更大,且可与其他主变压器的差动保护相交叉,达到消除保护死区的效果。扩大内桥接线变电站的中间变压器,高压侧差动保护的电流互感器配置如图2所示。
在配置好电流互感器的保护绕组后,还要根据功率的方向(即互感器一次端P1的指向)来确定二次绕组的S1端接入保护装置是电流极性端还是非电流极性端。当线路Ⅰ、内桥Ⅰ和内桥Ⅱ的电流互感器P1靠近断路器侧时,线路Ⅰ、内桥Ⅰ电流互感器的2#主变压器差动保护绕组S1端应接入保护装置的非电流极性端,内桥Ⅱ电流互感器的2#主变压器差动保护绕组S1端应接入保护装置的电流极性端。
差动保护是反映被保护元件(或区域)多侧电流差而动作的保护装置。差动保护是保护变压器的内部短路故障,.电流互感器安装在变压器的各侧,在正常运行或外部发生短路时,流入差动继电器的电流为不平衡电流,在适当选择各侧电流互感器的变压比和接线方式的条件下,该不平衡电流值很小,并小于差动保护的动作电流,故保护装置不动作;在变压器内部发生短路时,流入继电器的电流大于差动保护的动作电流,差动保护动作于跳闸。高、中、低压带多分支时,各分支开关的多组TA的二次线圈应分别接入保护装置。差动保护宜考虑5侧分支。有些装置不能满足多侧分支,可以采取将几组TA外部并联后接入保护装置的办法,实践表明这种方法容易导致误动。差动保护宜考虑5侧分支主要是针对扩大内桥接线变电站的中间变压器保护不好的配置,对于标准的两卷变压器,差动保护可以减少分支。
3 分析电压回路
目前,在电网的终端变电站,如果采用三电源进线,进线互为备用的扩大内桥接线时,其二次电压回路与电气主接线相对应,则需要多个切换回路。以图3所示的内桥Ⅰ主接线部分为例,分析电压切换回路的特点。
该种接线方式一般不装设母线TV,只有2组线路TV。由这2组线路TV为备自投、主变压器保护等装置提供电压。其TV二次切换回路如图4所示。目前,电压并列装置的电压并列KK把手一般分为遥控并列、手动并列、遥控解列、手动解列等多个位置状态,运行时将KK把手置于何种位置,将直接影响备自投装置、主变压器复合电压保护等的正常运行。
通过图3、图4可知,正常运行时,1DL、3DL在合位,2DL在分位,2YQJ未被启动,则TV2的二次回路未投入,其二次电压就不会输送到Ⅱ段电压小母线。只有将KK切至并列位置,3YQJ继电器通电,其接点闭合,Ⅱ段电压小母线才带电。此时,Ⅱ段小母线上的电压是由进线1上的线路TV1提供的,KK的作用是将TV1的电压送至Ⅱ段电压小母线,而并未将TV1和TV2二次侧并列。
3.1 电压并列把手在备自投装置中的作用
在内桥接线正常运行方式下,备自投装置应有如下的动作方式:进线Ⅰ、进线Ⅱ的TV均有电压,DL1、DL2在合位,DL3在分位。通过切换回路使1#、2#主变压器高压侧二次电压带电;当进线Ⅰ的TV1失压,延时跳开DL1;检测2#主变压器高压侧有电压,延时合3DL以保证1#主变压器高压侧正常供电。或者当进线Ⅱ的TV失压,延时T2跳开DL2;检测1#主变压器高压侧有电压,延时合3DL以保证2#主变压器高压侧正常供电。1DL或2DL偷跳时,延时合3DL以保证1#主变压器或2#主变压器高压侧正常供电。
备自投装置要完成以上备自投动作,除了要有断路器位置和线路电压外,1YMa、2YMa小母线上必须有电压,否则备自投装置就无法完成充电而闭锁。如果在正常运行过程中将KK切至遥控或解列位置,那么小母线将失压,导致备自投闭锁。因此,在正常运行方式下必须将KK切至并列位置运行。
3.2 电压并列把手在主变压器后备保护中的作用
在正常运行方式下,1#主变压器后备保护用电压,由于1DL在合位,TV1的二次回路投入,1YMa电压能正常切换到保护,故1#主变压器后备保护能正常投入使用,而2#主变压器是通过3DL供电的,2DL在分位,从图4可以看到,进线Ⅱ的线路TV2二次电压不能正常供应到2YMa小母线,只能通过3DL、KK来启动3YQJ,利用进线Ⅰ线路TV1二次电压作为2#主变压器高压后备保护用电压。但如果KK在断开位置,那么2YMa电压小母线将失电,2#主变压器的高压后备保护也将失去电压。在此情况下,2#主变压器的高压后备保护只作为纯过流保护来使用,当低压侧发生短路故障时,2#主变压器的低压后备保护可能启动导致越级跳闸,因此在设备正常运行时必须将KK切至并列位置。通过以上分析可以看出,内桥接线方式中,线路TV二次并列开关KK的作用十分重要。
4 分析扩大内桥备自投逻辑回路
在扩大内桥接线时,为了提高供电的可靠性,需要自动投入备用电源进线或是内桥开关,因此备自投装置及回路需满足以下要求。
(1)内桥接线时,备自投逻辑应具备以下3种备投方式。方式一(桥开关备投):2台主变压器按线变组方式运行,桥开关处于热备用状态,当其中一条进线开关无故障跳开或进线失电,备投保护(经延时)跳开失电进线开关后,自动备投(经延时)合桥开关。方式二(进线备投):一条进线带动1#、2#主变压器运行,另外一条进线处于热备用状态。当桥开关无故障跳开时,自动备投(经延时)合热备用进线开关;当运行进线开关无故障跳开或进线失电,备投保护(经延时)跳开失电进线开关后,自动备投(经延时)合热备用进线开关。方式三(特殊方式):同时具备方式一和方式二的功能。
采用何种方式进行备投保护可由控制式来投退,且应具备完备的自动备投闭锁功能,例如母线、主变压器保护动作时闭锁自动备投功能。同时,在正常操作时,以断路器跳位和合后信号为条件,手动操作闭锁自动备功能。
(2)当终期扩建为扩大内桥接线时,可以通过以下4种方式满足运行要求。方式一:一条进线带动2台主变压器运行,另外一条按线变组方式运行。当运行的桥开关无故障跳开时,自动备投(经延时)投合热备用桥开关。方式二:一条进线带2台主变压器运行,另外一条按线变组方式运行。当运行进线开关无故障跳开或进线失电,备投保护(经延时)跳开失电进线开关后,自动备投(经延时)合热备用桥开关。方式三:一条进线带3台主变压器运行,另外一条处于热备用状态。当运行进线开关无故障跳开或进线失电,备投保护(经延时)跳开失电进线开关后,自动备投(经延时)合热备用进线开关。方式四:一条进线带3台主变压器运行,另外一条处于热备用状态。当其中一桥开关无故障跳开,自动备投(经延时)合热备用进线开关。
以上4种方式可单独投入也可任意组合投入。
(3)内桥接线且采用进线备自投方式时,若变电站有2台主变压器时将出现以下2种不同状况。①当进线Ⅰ供2台主变压器负荷,进线Ⅱ备用方式运行时,1#主变压器保护动作不应该闭锁进线备自投装置,2#主变压器保护动作则必须闭锁进线备自投装置。此时考虑的运行方式是:1#主变压器故障跳开进线Ⅰ和内桥,如果2#主变压器没有故障,则可以投入进线Ⅱ,继续给2#主变压器供电。②当进线Ⅱ供2台主变压器负荷,进线Ⅰ备用方式运行时,1#主变压器保护动作则必须闭锁进线备自投装置,2#主变压器保护动作不应该闭锁进线备自投装置。
电网的终端变电站直接面向各个供电用户,直接影响用户的经济生产和日常生活,因此对电能的提供要求终端变电站具有灵活性和可靠性,尽可能缩短由于电网设备事故而造成的停电时间。将以上多种逻辑运行方式的设计理念融入电气二次回路,可以设计出多种控制方式来实现变压器电源的投入与切除,从而保证变电站供电的可靠性,满足变电站的安全运行要求,还可以为重要的供电用户提供持续不断的电能。
5 结论
以电流回路、电压回路和备自投逻辑回路为重点,层层分析扩大内桥变电站电气二次回路,目的是使设计人员充分理解和掌握该类型变电站电气二次回路设计的方法和要点,并在设计过程中,面对不同厂家设备能起到提高设计分析水平及解决问题的作用,最终实现变电站稳定运行和供电可靠的目的。
参考文献
[1]西北电力设计院.电力工程电气设计手册:电气二次部分[M].北京:中国电力出版社,1991.
[2]杨新民,杨隽琳.电力系统微机保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2000.
[3]宋继成.220～500kV变电所二次接线设计[M].北京:中国电力出版社,1996.
内桥接线 篇4
变电站电气主接线是电力系统网络结构的重要组成部分,其接线方式也较多,其中桥式接线在近几年的两网改造中被广泛采用。桥式接线按照桥接断路器的位置分为内桥式和外桥式,优点是使用的断路器等设备最少,与单母线分段式比较,节省了2台主变压器高压侧断路器,减少了投资,所以比较经济。桥断路器设置在变压器侧的称为内桥式接线,完善的内桥接线简单清晰,如图1所示。
淮安市楚州供电公司采用内桥接线方式的变电站有110 k V顺河变、110 kV新路变、35 kV施河变、35 kV流均变共4座,其中110 kV顺河变为双电源单主变的不完善接线,110 kV新路变、35 kV流均变为完善的内桥接线。
从近几年的运行和检修情况看,能够满足地方电网的供电需求,但是在很多检修工作中存在二次回路联跳运行间隔的危险点,尤其是经桥断路器转供的另一电源进线来供其他变电站时(即内桥转供方式),一旦发生联跳运行间隔,将造成大面积停电事故。
2 危险点分析及预控的必要性[1]
2.1 易发生大面积停电事故
内桥接线变电站的检修工作,在很多情况下存在二次回路联跳运行间隔的危险点;而目前采用内桥接线方式的特别是110 kV变电站,多数是作为中转变电站运行,因此在内桥转供方式下的检修工作,继电保护及其二次回路一旦发生联跳运行间隔,将破坏变电站的转供方式,造成其他多个变电站全停的大面积停电事故,从而影响较大。
2.2 多工种多班组联合作业的任务较多
随着电力系统运行水平的提升,检修管理也越来越精细;为减少电网停电次数与时间,各专业工种之间的配合更为紧密,大型的多工种多班组联合作业的任务增多,其中各专业交叉作业的危险点也随之增多,因此应加强这方面的危险点分析及预控。
2.3 电网运行方式的不确定性
内桥接线变电站检修工作中的危险点,尤其是二次回路危险点与具体工作内容和电网运行方式有关;因此电网运行方式的不确定性,使得检修工作中的危险点也具有不确定性,加强二次回路危险点分析及预控也就势在必行。
2.4 有利于检修人员业务水平和安全意识的提高
加强检修现场危险点的分析及预控,不仅是电力系统有关规程规定的要求,更是提高检修现场作业安全和效率的有效保障;在日常检修工作中,检修人员结合现场实际开展危险点分析及预控,其本身就是一个学习、提升过程,因此加强检修现场危险点的分析及预控,有利于提高检修人员的业务水平和安全意识。
3 二次回路危险点分析
针对内桥接线变电站的检修工作,内容较多、形式较多、涉及专业也较多的情况,根据变电站的一次运行方式,结合检修内容,着重分析继电保护及二次回路方面存在的危险点。以110 kV新路变电站为例,其主接线见图2。该变电站在地方电网中正常作为中转变运行,而非终端变。
在实际工作中,可能出现的一次运行方式及其二次回路危险点如下。
3.1 运行方式1
路清线717经桥断路器710转供路安线748,一台主变检修,另一台主变运行带新路变10 kV负荷。
结合主接线(图2)可以看出:这是两进线经内桥断路器转供的一种运行方式,这种运方显著的特点:首先是作为1号主变高压侧断路器的748和710处于运行状态,而此时的1号主变检修,无论是一次部分检修还是二次部分检修(包括101流变一次升流)等工作可能会起动的主变差动保护、瓦斯保护,都会进入联跳748、710回路,使运行中的748和710断路器跳闸,从而造成城区及多个乡镇大面积停电事故。
其次路清线717经桥断路器710转供路安线748,2号主变检修,1号主变运行带新路变10 kV负荷的运方,也存在二次回路联跳运行断路器的危险点,而且若发生停电事故,其停电范围还包括新路变的10 kV部分,即新路变全站失电。
3.2 运行方式2
路清线717供1号、2号主变,桥断路器710运行,路安线748检修。路安线748间隔检修,如具体工作是748保护校验、流变更换等需要一次升流试验时,748间隔2台流变二次将产生电流。
如图3所示,二次共有4组绕组,分别用于1号主变差动保护电流、748线路测量电流、748线路计量电流及748线路保护、备自投电流;由此可见,若没有采取合理防范措施,就有可能造成接有748间隔流变二次绕组的1号主变差动保护动作,跳开运行中的断路器(710、101),造成停电事故。
路安线748供1号、2号主变,桥断路器710运行,路清线717检修的运方,也存在类似的危险点。
如图3所示,748、710流变二次电流作为高压侧,101流变二次电流作为低压侧接入1号主变的差动和后备保护;717、710流变二次电流作为高压侧,102流变二次电流作为低压侧接入2号主变的差动和后备保护;748流变二次电流还作为路安线线路保护电流。
3.3 运行方式3
路安线748供1号主变,路清线717供2号主变,10 k V分段110分位,桥断路器710间隔检修。
这种运方为1号、2号主变分列运行方式。如图3所示,710间隔2台流变二次共有4组绕组,分别用于1号主变差动保护电流、710保护电流、710测量电流以及2号主变差动保护电流;710间隔检修工作中若涉及到一次升流试验时,如果没有采取合理的防范措施,就有可能造成接有710间隔流变绕组的1号、2号主变差动保护动作,跳开运行中断路器(748、101、717、102),从而造成新路变全站失电。
4 危险点预控措施
从以上内桥接线变电站二次回路危险点分析可以看出,其二次回路危险点与具体工作内容和一次运行方式有关,相同的工作内容在不同的运行方式下有不一样的危险点;同样,不同的工作内容,在相同的运行方式下也有不一样的危险点。因此制定危险点预控措施时,应结合具体的工作内容和一次运行方式。
4.1 路安线748流变一次升流试验
(1)工作前应检查1号主变是否在运行状态,若1号主变于运行状态,且差动保护也投入,此时应注意748流变一次升流前,其开入差动保护的电流应于748断路器端子箱处可靠短接,断开至差动回路连接片后接地,以防止1号主变差动保护动作跳运行中的断路器(710、101)。
在748断路器端子箱处短接电流端子时,应在试验端子的流变侧进行短接,确认无误后打开试验端子的连接片,再将短接线接地,防止短接过程中造成差动回路两点接地。
工作结束前,及时恢复断路器端子箱连接片,拆除短接线,并经第二人检查确认无误。
(2)若1号主变于非运行状态,则不用担心748流变一次升流试验时,1号主变差动保护动作跳710、101断路器,二次回路中也不存在联跳其他运行间隔。
(3)在路清线717检修涉及到一次升流试验时,若1号、2号主变都在运行,也应采取类似的防范措施,防止主变差动保护动作跳开运行中的各侧断路器。
4.2 1号主变保护校验
(1)工作前应检查710、748断路器是否在运行状态,若710、748间隔运行,则为内桥转供方式;在主变保护校验前,应解开主变保护屏上跳710、748断路器的压板(1LP1、1LP3、2LP1、2LP4、),接点出口如图4、图5所示,以防止1号主变差动、后备保护动作跳开运行中的710、748断路器。工作结束前,及时恢复所有压板,并核对无误。
将710、748接入主变保护屏的电流(用于差动和高后备保护)在主变保护屏后试验端子流变侧短接,打开其连接片后再将短接线接地;操作时应先短接端子后打开连片,防止电流二次开路。
短接710、748接入主变保护屏的电流(用于差动和高后备保护),应在解开主变保护屏上跳710、748断路器压板(1LP1、1LP3、2LP1、2LP4、)之后进行,以防止短接过程中保护动作跳开710、748断路器。
在出线不停电的情况下进行1号主变保护校验,变电站10 kV I段母线上的负荷会经分段110断路器由2号主变带,则110断路器为运行状态,因此在主变保护校验前,应解开1号主变保护屏上跳110断路器的压板(2LP3、3LP2),接点出口见图5、图6,以防止1号主变后备保护动作出口跳开110断路器,造成新路变10 kV I段母线上的出线停电事故。
(2)若710、748间隔非运行,则变电站为单电源单主变运行方式;不存在内桥转供,因此也不存在1号主变差动、后备保护动作跳710、748断路器的危险点,但若10 kV I段母线上出线不停电,则分断110断路器为运行状态,同样应防止1号主变后备保护动作出口跳开110断路器。
(3)若2号主变保护校验,危险点及其预控措施与1号主变保护校验类似。
4.3 1号主变本体上工作
工作前应检查变电站的一次运行方式,因在主变本体上工作,主变低压侧断路器一定为停役状态,但作为主变高压侧的710和748断路器却不一定,若717、710、748间隔运行,仍为内桥转供方式。
主变本体上的工作如:瓦斯继电器更换、主变换油等,其二次回路涉及到联跳高压侧断路器,因此在工作前,应解开主变保护屏上跳710、748断路器的压板(4LP5、4LP7),接点出口如图7所示;防止1号主变非电量保护动作,跳开运行中的710、748断路器,确保内桥转供方式的正常运行。或在允许的情况下,断开非电量保护装置电源。
4.4 桥断路器710间隔检修需一次升流试验
如前面运行方式3所分析,无论是1号、2号主变分列运行,还是单电源单主变运行,在710流变一次升流试验前,都应在710断路器端子箱处将其并入主变差动保护的电流端子可靠短接,断开连接片后将短接线接地,以防止1号、2号主变差动保护动作跳开各侧断路器,从而造成全站失电。
4.5 1号主变低压侧101流变更换或任何需变动其
电流回路的工作
101流变更换等工作因二次电流回路有了变动,所以其回路必须经一次升流试验合格后,方能投运;在101流变一次升流试验前,应先检查710、748断路器是否在运行状态,若710、748断路器运行,则应先解开主变保护屏上跳710、748断路器的压板(1LP1、1LP3),接点出口如图4所示,以防止1号主变差动保护动作跳开710、748断路器。
另外,若10 kV I段母线上出线不停电,则分段110断路器在运行状态,还应在101流变一次升流试验前,解开主变保护屏上跳110断路器的压板(3LP2),接点出口如图6所示,以防止1号主变后备保护动作跳开此断路器。
5 预控措施的组织保障
5.1 制定标准化作业指导书
根据江苏省电力公司要求,变电站检修工作应制定标准化作业指导书,而内桥接线变电站检修工作中二次回路存在更多的危险点,则更应制定相应的标准化作业指导书。此书的制定应针对具体的工作内容,从现场实际出发,并保证切实可行,真正能在检修工作中起到规范、指导作用。
5.2 执行检修安全措施票
结合制定的标准化作业指导书,在具体的检修工作中执行具体的安全措施票,而且在执行过程中还应注意每一步骤的先后顺序。如制定的预控措施中,存在的每条步骤都应在检修安全措施票中反应出来,在实际工作中以此作为对照,以确保安全顺利的完成工作任务。
5.3 加强检修管理
标准化作业指导书的制定,检修安全措施票的执行,效果如何还取决于检修效率的管理,主要是提高检修人员的工作责任心、安全意识和工作积极性等。另外,在运方可能的情况下,还应做好相应的运方调整,最大限度地缩小可能出现停电事故的停电范围。
5.4 加强检修人员的培训
人是一切工作的第一要素。再完善的管理与制度,都需要检修人员的配合与执行,检修人员的综合素质决定了检修的工作质量与效率,因此应加强检修人员的培训,尤其是专业理论、业务技能的学习。针对内桥接线变电站的检修工作,还应重点加强标准化作业指导书的学习,从以上各种工作内容看,需要学习的不仅是二次专业人员,还应包括一次专业人员和检修管理人员。通过现场各种运方的了解,结合具体的工作内容进行学习与总结,使检修管理人员在安排工作时,能够统筹考虑,使检修人员在实际工作时,能结合现场实际,独立分析其中的危险点,从而提高整体业务水平,保证工作的圆满完成。
6 结束语
通过内桥接线变电站检修工作中二次回路危险点的分析发现,尽管变电站采用内桥接线方式有着诸多的优点,但在检修工作中存在着二次回路联跳运行间隔危险点,若没有及时采取合理的预控措施,将会造成严重的后果,特别是在两进线经内桥断路器转供的运行方式下,一旦发生误跳运行中的断路器,将引起大面积停电事故。
因此,在日常的检修工作中,检修人员应加强现场实际运行方式的了解和继电保护及二次联跳回路的学习与总结,同时提高安全意识。并加强对内桥接线变电站的检修管理。
参考文献
内桥接线 篇5
盐城市区110kV终端变电站中,内桥接线被广泛采用。对于内桥接线变电站主变差动保护存在的误动和死区问题,本文从变电站的原始设计着手,阐述了内桥接线变电站的运行方式、差动内桥电流互感器(TA)装设的个数及其位置间相互配合的问题,提出了解决主变差动保护死区和误动问题的建议,以迅速判断和隔离故障点,减少负荷停电时间,提高供电可靠性。
1 运行方式简述
内桥接线变电站接线如图1所示,变压器高压侧没有开关(断路器),仅设置了闸刀(隔离开关),即QS1、QS2。
内桥接线变电站常见的运行方式主要有两种:一种是高压侧分列运行,即QF1、QF2运行,QF3热备用;另一种是高压侧并列运行,即一条线路主供,一条线路备用。其中,并列运行又分为两种:一种是左半边运行方式,即QF1、QF3运行,QF2热备用;另一种是右半边运行方式,即QF2、QF3运行,QF1热备用。为了便于阅读和理解,本文将高压侧分列运行方式称为MD方式,左半边运行方式称为LT方式,右半边运行方式称为RT方式。在供电可靠性的要求下,内桥接线变电站主要采用LT或RT方式,即高压侧并列运行,进线备自投。文中未考虑备自投与主变差动保护的闭锁关系。
2 内桥主变差动TA装设个数和位置对差动保护的影响
对于内桥接线方式,主变差动保护应将高压侧的桥开关TA、进线TA以及中低压侧TA分别接入差动保护装置,即主变差动保护TA回路采用“主变压器绕组+1”的配置原则,从而保证在内桥通过较大励磁涌流或短路电流时,正常运行的主变差动保护制动电流很大,差动保护不会误动。盐城地区的内桥接线变电站主变压器的绕组均为双绕组,应接入3组TA的二次侧电流,即进线TA、内桥TA、低压侧TA。而三绕组的主变压器应接入4组TA的二次侧电流。
2.1 内桥主变差动TA装设的个数和位置
110kV内桥接线变电站的电气主接线设计中,内桥主变差动TA安装的个数和位置不尽相同,将直接导致主变差动保护动作结果不同,从而引起保护误动和死区问题。内桥主变差动TA安装的个数和位置如图1所示,高压侧黑色断路器为运行断路器。
由图1可知,有4种不同的差动TA安装组合。其中,“11”代表内桥接线方式中只安装1个差动TA;“21”、“22”、“23”代表内桥接线方式中安装2个差动TA。“21”代表2个TA分布在内桥断路器QF3两侧及隔离开关之间;“22”代表2个TA分布在内桥断路器QF3一侧及隔离开关之间,且差动TA为交叉接线,盐城电网中内桥接线变电站主要采用这种组合方式,本文也着重分析这种组合方式;“23”代表2个TA分布在内桥断路器QF3一侧及隔离开关之间,且差动TA为平行接线。结合内桥常见的运行方式,差动TA一共有12种不同的安装和运行方式。
2.2 不同运行方式下5个故障点差动保护情况分析
设定的5个故障点为图1中A、B、C、D、E点。先分析较常见的MD22(MD运行方式,“22”安装组合)、LT22、RT22方式下T1、T2主变差动保护的动作情况,再分析两个比较特殊的MD21、RT11方式下T1、T2主变差动保护的动作情况。
2.2.1 MD22、L T22、RT22方式下T1、T2主变差动保护动作情况
由图1可知,在MD22方式下,T1主变差动保护TA回路由TA1、TA6和TA3组成,T2回路由TA2、TA5和TA4组成。A、B点故障时,TA1中存在故障电流,T1主变差动保护正常动作;E点故障时,TA2中存在故障电流,T2主变差动保护正常动作;C点故障时,TA2、TA5和TA6中都存在故障电流,T1主变差动保护动作,跳开QF1、QF5,但故障未切除,再由Ⅱ线对侧断路器跳闸,差动保护上出现了死区问题;D点故障时,TA2和TA6中存在故障电流,导致T1、T2差动保护均动作跳闸,扩大了停电范围,影响了供电可靠性。
在LT22方式下,A、B、C点故障时,T1主变差动保护正常动作,切除故障;D点故障时,T1、T2差动保护均动作跳闸,但从原理上分析,T1主变差动保护应为误动,扩大了停电范围,影响了供电可靠性;E点故障时,T2主变差动保护正常动作。
在RT22方式下,A、B点故障时,T1主变差动保护正常动作,切除故障;C点故障时,T1主变差动保护动作,但故障未切除,再由Ⅱ线对侧断路器跳闸,差动保护上也出现了死区问题;D点故障时,T1、T2差动保护均动作跳闸,出现了误动问题,扩大了停电范围。
综上,“22”位置下,MD、RT方式均会出现死区和误动问题,LT方式只出现误动问题。有研究者提出了一种解决方案,即在主变差动保护中增加低电压闭锁功能,且让主变差动保护分两个阶段跳闸,从而解决“22”差动TA位置的误动问题。
2.2.2 MD21、RT11方式下T1、12主变差动保护动作情况
在MD21方式下,A点故障时,T1主变差动保护正常动作,切除故障;B、C、D点故障时,T1、T2差动保护均动作跳闸;E点故障时,T2主变差动保护正常动作。其它“21”位置都有2个TA之间是误动区域。
在RT11方式下,T1主变差动保护TA回路由TA1、TA5、TA3组成,T2主变差动保护TA回路由TA2、TA5、TA4组成,T1、T2差动保护公用一个内桥差动TA5。这种方式下,A、B、C、D、E点故障时,两台主变的差动保护均能正常动作跳闸。
3 减少内桥差动TA安装位置对差动保护影响的建议
从上述分析可知,结合内桥接线变电站的运行方式,多种TA安装方式都存在死区和误动的问题,但有些安装方式却能避免死区或误动问题,见表1。
为此,根据表1提出以下几点建议来减少内桥差动TA安装位置对差动保护的影响:
(1)设计内桥变电站时,如果根据实际需要,必须安排2个差动TA,那么应尽可能地把内桥差动TA装设在内桥母联的两侧,并缩短2个TA间的物理距离,以减少误动区域。这是因为“21”位置在3种运行方式下不存在死区问题。
(2)根据内桥差动TA安装的个数和位置合理安排正常的运行方式,如盐城市区(含县区)内桥变电站主要采用LT或RT方式(采用LT还是RT,可根据表1结论判定),尽量避免死区问题。另外,应尽量缩短特殊方式的检修时间,如“22”位置下,正常方式为LT,Ⅰ线需要检修时则变为RT方式,这就增加了一个死区故障点。
(3)在RT11方式下,主变差动保护正常,不存在死区和误动的问题,为此建议设计部门充分考虑这种TA安装方式。盐城电网中的内桥接线大多采用这种TA安装方式,但正常的主供方式却是LT方式。调度人员可以根据TA安装方式,合理地安排运行方式,即RT方式,尽量减少LT方式,从而提高供电可靠性。
(4)上述分析涵盖了内桥差动TA安装方式和运行方式配合的多种情况,调度运行人员可以根据实际情况,合理安排运行方式,迅速判断和隔离故障点,减少负荷停电时间,提高供电可靠性。
4 结束语
内桥接线作为市区变电站的重要形式,越来越受到关注。为了保证城区用户的供电可靠性,加强优质服务,有必要认真研究内桥接线的特点,合理安排一、二次方式,从变电站的设计着手,结合电网的实际情况,合理安排内桥差动保护TA安装的个数和位置,最大限度地减少其能对差动保护的不利影响,确保电网的安全稳定运行。
摘要：内桥接线变电站作为国网公司110kV变电站的典型设计,在电力系统中的应用日益广泛。根据内桥接线变电站的特点,系统地阐述其运行方式、差动内桥TA装设的个数及其位置间相互配合出现的保护误动和死区的问题,提出消除内桥接线变电站主变差动保护误动和死区的建议,最大程度上避免了110kV全站失电,有效提高了内桥接线变电站的经济性和供电可靠性。
关键词：内桥接线,主变差动保护,TA,误动和死区
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